Главная › Травмы › Единая система газоснабжения россии. "инфотех" - информационная система контроля технического состояния объектов единой системы газоснабжения оао "газпром"

Единая система газоснабжения россии. "инфотех" - информационная система контроля технического состояния объектов единой системы газоснабжения оао "газпром"

Дело в том, что крупнейшие независимые производители газа (НПГ) в РФ, такие, как «Роснефть», «Новатэк», «ЛУКОЙЛ» и «Сургутнефтегаз», давно воюют с газовым монополистом за недискриминационный доступ к единой системе газоснабжения (ЕСГ) «Газпрома».

Современная структура газотранспортной системы страны сложилась в 70-90-е годы, когда начали бурно осваиваться газовые месторождения Западной Сибири. К уже действующим системам Саратов – Москва, Северный Кавказ – Центр, Бухара – Урал, Средняя Азия – Центр и другим добавились протяженные магистральные газопроводы из Тюменской области.

ЕСГ России сегодня включает более 151 тыс. км магистральных газопроводов и более 1 тыс. км газопроводов-перемычек, 256 компрессорных станций и 23 подземных хранилищ газа (ПХГ).

Право собственности на ЕСГ принадлежит «Газпрому».

В настоящее время инициативы НПГ простираются гораздо дальше, чем просто допуск к ЕСГ, и речь идет действительно о возможной реформе газовой отрасли, то есть либерализации экспорта трубопроводного газа и предоставлении НПГ доступа к газпромовским газовым хранилищам, которые позволяют компенсировать сезонные изменения спроса.

В «Газпроме» считают, что эти нововведения подорвут «стабильность бюджетных поступлений, сохранение поставок газа зарубежным потребителям в рамках межправительственных соглашений, а также развитие энергетики России в целом» и что «реализация подобных инициатив может фактически привести к краху газовой отрасли».

Основной идеей независимых производителей газа, «от имени и по поручению» которых выступил в свое время глава «Роснефти» Игорь Сечин, было выделение из структуры «Газпрома» ЕСГ и создание на ее базе газотранспортного аналога «Транснефти». Для этого предлагалось выделить из «Газпрома» трубопроводный бизнес. Однако правительственная комиссия по ТЭК, которая в октябре 2014 года занималась этим вопросом, данный проект не поддержала.

В настоящее время доступ к ЕСГ предоставляется всем российским производителям газа, но для независимых производителей, которых в «Газпроме» называют «нерегулируемым сектором», тарифная плата за транспортировку газа в пять раз больше, чем для газпромовских «дочек», у которых тарифы на уровне себестоимости транспортировки.

Либерализация газового рынка ожидаемо повысит конкуренцию на внутреннем рынке, что приведет к снижению цен на газификацию населенных пунктов РФ и даст толчок к развитию социальной сферы.

Кроме того, вывод из «Газпрома» ЕСГ и допуск к экспорту трубопроводного газа независимых производителей снимет обвинения против российского газового монополиста со стороны Еврокомиссии, которая требует «свободы транзита» газа.

Столь же очевидны и возможные негативные последствия реструктуризации «Газпрома». Магистральные газопроводы в России довольно сильно изношены, и если ЕСГ будет выделена в отдельную организацию, условный «Трансгаз», то это наверняка приведет к урезанию бюджета на диагностику и ремонт трубопроводов, а, следовательно, увеличит их аварийность.

Между тем, число аварий на объектах «Газпрома» и без того резко выросло за последние годы. По данным Ростехнадзора, в прошлом году число аварий выросло на 65%. В 2017 году было 40 аварий, в результате которых были травмированы или погибли люди, в то время как в 2016 году всего 22. Заметим, что эксперты Ростехнадзора провели анализ этих аварий и пришли к выводу: их основная причина заключается в том, что «Газпром» утратил контроль над своими дочерними предприятиями.

Самая масштабная по размерам ущерба и экологическим последствиям авария произошла в Свердловской области. Здешняя «дочка» «Газпрома» - «Газпром трансгаз Югорск», что называется, до последнего эксплуатировала трубопровод, проложенный еще в 1966 году. Когда древнюю трубу начали ремонтировать, 26 июля ее разорвало на 354-м км магистрального газопровода «Игрим - Нижний Тагил». Длина порыва составила 20 метров. В своем заключении Ростехнадзор отметил низкий уровень организации со стороны Ивдельского линейного управления «Газпрома» и формальный подход к исполнению своих обязанностей со стороны сотрудников «Газпром трансгаз Югорск».

Снижение уровня корпоративного менеджмента «Газпром» пытается компенсировать за счет ограничения доступа НПГ в свою трубу. Так, стало известно, что «Газпром» с 15 мая в очередной раз снизит объемы закупок газа у независимых производителей. У «ЛУКОЙЛа» - на 3 млн. куб. м в сутки, у ТНК-ВР – на 2,2 млн. куб. м, у «Роснефти» – на 1,73 млн. куб. м. Возможно, будет также снижена закупочная цена у независимых производителей газа.

А, между тем, именно жесткая ценовая политика «Газпрома» привела его к потере потребителей, которые стали уходить к конкурентам.

В России такими стали независимые производители газа, которые с 1999 года по 2014 год нарастили добычу газа в 7 раз (с 33 млрд. до 208 млрд. куб. м), в Европе - поставщики СПГ: только лишь катарская Qatargas за нулевые годы увеличила свой экспорт в страны Старого Света в 9 раз (с 5 млрд. до 44 млрд. куб. м). Довершила дело по ослаблению позиций «Газпрома» сланцевая революция в США.

Что же касается самого «Газпрома», то одной из его главных проблем является снижение добычи газа за последние 10 лет на 20%. Это связано в основном с естественным снижением добычи на Ямбургском и Уренгойском месторождениях, введенных в эксплуатацию еще в 80-е годы. Введение в строй Бованенковского месторождения не может компенсировать падение добычи в Ямбурге и Уренгое. Однако вместо того, чтобы вложиться в новые месторождения, «Газпром» активно скупал непрофильные активы - нефтяные («Сибнефть», «Томскнефть»), энергетические («Мосэнерго») и газотрейдерские («Росукрэнерго»).

Таким образом, на пике мировых цен на углеводороды (между 2003 и 2007 годами) в развитие газодобычи «Газпром» вложил $18,5 млрд., а в скупку непрофильных активов - $32,1 млрд. Это типичный пример неорганичного корпоративного роста, который и привел к нынешней негативной проблематике у газового монополиста и его попытке решить свои проблемы отчасти за счет независимых производителей.

Еще одной проблемой газового монополиста стал внешний долг, выросший за 10 последних лет в 3 раза (с 500 млрд. до 1,65 трлн. рублей).

Снижение уровня корпоративного менеджмента, потеря экспортных рынков и финансовые проблемы – все это привело к резкому обрушению капитализации «Газпрома». Если в 2006 году он входил в четверку самых дорогих компаний мира ($257,7 млрд.), уступая лишь ExxonMobil ($390 млрд.), General Electric ($354 млрд.) и Microsoft ($280 млрд.), то в 2016 году опустился в самый конец третьей сотни компаний, а капитализация российского газового монополиста снизилась до $56,6 млрд.

Главная причина всех проблем «Газпрома» - его монопольное положение на российском рынке, поэтому рано или поздно реструктуризация «Газпрома» станет безальтернативной. Главное здесь – не увлечься мифами о приватизации и демонополизации как экономической панацее. Возможно, на сегодняшний день оптимальным может стать вариант, предложенный «Новатэком», который подразумевает создание и допуск к трубопроводному экспорту совместных предприятий «Газпрома», а также независимых производителей газа.

Единая система газоснабжения (ЕСГ).

Протяженность магистральных газопроводов и отводов без учета перемычек на конец 2002 года составила 149,9 тыс. км. В 2002 году организациями Группы было транспортировано 637,1 млрд. м3, в том числе от организаций ОАО «Газпром» -- 554,0 млрд. м3. В отчетном году доступ к ЕСГ имели 28 организаций. На независимых поставщиков пришлось 13,1% газа, транспортированного по ЕСГ.

Средняя дальность транспортировки газа по сетям Единой системы газоснабжения (ЕСГ) составляет 2400 км при поставках российским потребителям и 3400 км -- на экспорт. Себестоимость транспортировки 1000 м3 газа на 100 км в 2002 году составила 11,52 рубля.

Подземные хранилища газа, являющиеся важнейшей составляющей ЕСГ в отношении надежности газоснабжения в условиях неравномерного сезонного спроса, расположены вдоль трасс магистральных газопроводов на территории России, Украины, Латвии и Германии.

Внутренний рынок, газификация.

В 2002 году на внутренний рынок организациями было поставлено 83,5 млрд. м3, на 1,4 млрд. м3 больше, чем в 2001 году. Средняя цена реализации газа потребителям России составила 464,3 рубля за 1 тыс. м3. Уровень оплаты по поставкам газа увеличился до 96,9%, доля денежной составляющей -- до 89,7%.

Участие ОАО «Газпром» в газификации страны осуществляется на основе соглашений и договоров с субъектами РФ. На конец 2003 года заключено 67 таких соглашений, подписано 19 договоров.

Согласно действующим в большинстве регионов договоренностям, структуры «Газпрома» продают газ непосредственно промышленным предприятиям и другим юридическим лицам, поставляя его или по собственным трубопроводам, или используя местные распределительные сети. В последнем случае местная распределительная организация получает плату за свои услуги. В целях обеспечения газом домашних хозяйств местные распределительные организации (некоторые из них принадлежат «Газпрому») обычно покупают его у «Газпрома» («Межрегионгаз») и перепродают населению по регулируемым тарифам.

Финансовые результаты.

Выручка ОАО «Газпром» от продажи товаров, продукции, работ, услуг без НДС и других обязательных платежей в 2003 году составила 602 млрд. рублей, увеличившись по сравнению с 2002 годом на 127,6 млрд. рублей. Основная причина роста -- изменение внутригрупповой схемы реализации газа, по которой с января 2003 года Общество продает газ ООО «Межрегионгаз» для последующей перепродажи российским потребителям.

Таблица 2

Финансовые результаты деятельностиОАО «Газпром», млн. руб. ,

Около 82% выручки приходится на продажи газа, в доходах по которым преимущественную часть составляет европейский рынок. В то же время выручка ОАО «Газпром» от продаж в страны дальнего зарубежья сократилась на 23 млрд. рублей главным образом из-за снижения экспортных цен.

Продажа газа в России остается убыточной из-за низких цен на газ, которые устанавливаются государством. Однако за счет проиндексированных в течение года цен консолидированная выручка ОАО «Газпром» от продаж на внутреннем рынке выросла на 29 млрд. рублей по сравнению с 2002 годом. Таким образом, получается, что снижение выручки от продаж газа в Европе компенсировали российские потребители.

Более 82% чистой прибыли Общество зарезервировало на инвестирование и развитие. Остальные 9,4 млрд. рублей выплачены акционерам в качестве дивидендов, почти вдвое больше, чем в предыдущем году.

Таблица 3

Распределение чистой прибыли ОАО «Газпром» по результатам 2002 финансового года, млн. руб.,

В рамках совершенствования финансовой политики была изменена структура долга ОАО «Газпром» в пользу более дешевых и долгосрочных долговых инструментов, сокращены краткосрочные заимствования, расширены спектр финансовых инструментов и база инвесторов. В результате доля краткосрочных заимствований в общей структуре долга «Газпрома» за 2003 год сократилась до 42%, с 49,8% в 2002 году.

Имеют более чем полувековую историю. Началось строительство с освоения нефтяных месторождений Баку и Грозного. Сегодняшняя карта газопроводов России насчитывает почти 50 тыс. км магистральных трубопроводов, по которым прокачивается большая часть российской нефти.

История газопроводов России

Трубопроводный в России начали активно развивать еще в 1950 году, что было связано с разработкой новых месторождений и возведением в Баку. Уже к 2008 году количество транспортируемой нефти и нефтепродуктов достигало 488 млн. тонн. По сравнению с 2000 годом показатели увеличились на 53%.

Ежегодно газопроводы России (схема актуализируется и отражает все магистрали) растет. Если в 2000 году длина трубы газопровода составляла 61 тыс. км, в 2008 уже равнялась 63 тыс. км. К 2012 году значительно расширились магистральные газопроводы России. Карта отображала около 250 тыс. км трубопровода. Из них 175 тыс. км составляла длина газопровода, 55 тыс. км - длина нефтепровода, 20 тыс. км - длина нефтепродуктопровода.

Газопроводный транспорт России

Газопровод - это инженерная конструкция трубопроводного транспорта, которую используют для транспортировки метана и природного газа. Подача газа осуществляется с помощью избыточного давления.

Сегодня трудно поверить в то, что РФ (на сегодня крупнейший экспортер «голубого топлива») изначально зависела от сырья, купленного за границей. В 1835 году в Санкт-Петербурге был открыт первый завод по добыче «голубого топлива» с системой распределения от месторождения до потребителя. На этом заводе добывался газ из заграничного каменного угля. Спустя 30 лет такой же завод построили в Москве.

Из-за дороговизны строительства газовых труб и импортного сырья первые газопроводы России были небольших размеров. Трубопроводы производили больших диаметров (1220 и 1420 мм) и с большой протяжностью. С освоением технологий месторождения природного газа и его добычей размеры «голубых рек» в России стали стремительно увеличиваться.

Крупнейшие газопроводы России

«Газпром» - крупнейший оператор «газовой артерии» в России. Основными видами деятельности корпорации являются:

геологические разведки, добыча, перевозка, хранение, переработка;
производство и продажа тепла и электроэнергии.

На данный момент существуют такие действующие газопроводы:

«Голубой поток».
«Прогресс».
«Союз».
«Северный поток».
«Ямал-Европа».
«Уренгой-Помары-Ужгород».
«Сахалин-Хабаровск-Владивосток».

Так как в развитии нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей сферы заинтересованы многие инвесторы, инженеры активно разрабатывают и строят все новые крупнейшие газопроводы России.

Нефтепроводы РФ

Нефтепровод - это инженерная конструкция трубопроводного транспорта, которую используют для транспортировки нефти от места добычи к потребителю. Существуют два вида трубопроводов: магистральные и промысловые.

Самые крупные магистрали нефтепровода:

«Дружба» - одна из крупных трасс Российской империи. Сегодняшний объем производства равен 66,5 млн. тонн в год. Магистраль проходит от Самары через Брянск. В городе Мозырь «Дружба» делится на два участка:

южная магистраль - проходит через Украину, Хорватию, Венгрию, Словакию, Чехию;
северная магистраль - через Германию, Латвию, Польшу, Белоруссию и Литву.

Балтийская трубопроводная система - это система нефтепроводов, которая соединяет место добычи нефти с морским портом. Мощность такой магистрали составляет 74 млн. тонн нефти в год.
Балтийская трубопроводная система-2 - это система, которая связывает нефтепровод «Дружба» с российскими портами на Балтике. Мощность составляет 30 млн. тонн в год.
Восточный нефтепровод соединяет место добычи Восточной и Западной Сибири с рынками США и Азии. Мощность такого нефтепровода достигает 58 млн. тонн в год.
Каспийский трубопроводный консорциум - это важный международный проект с участием крупнейших нефтедобывающих компаний, созданный для строительства и эксплуатации труб длиной 1,5 тыс. км. Рабочая мощность составляет 28,2 млн. тонн в год.

Газопроводы из России в Европу

Россия в Европу может поставлять газ тремя способами: через украинскую газотранспортную систему, а также через газопроводы «Северный поток» и «Ямал-Европа». В том случае, если Украина окончательно прекратит сотрудничество в Российской Федерацией, поставки "голубого топлива" в Европу будут осуществлять исключительно газопроводы России.

Схема подачи метана в Европу предполагает, например, такие варианты:

«Северный поток» - это газопровод, который соединяет Россию и Германию по дну Балтийского моря. Трубопровод обходит транзитные государства: Белоруссию, Польшу и «Северный поток» был введен в эксплуатацию относительно недавно - в 2011 году.
«Ямал-Европа» - длина газопровода составляет более двух тысяч километров, трубы проходят по территории России, Белоруссии, Германии и Польши.
«Голубой поток» - газопровод соединяет Российскую Федерацию и Турцию по дну Черного моря. Длина его равняется 1213 км. Проектная мощность составляет 16 млрд. кубометров в год.
«Южный поток» - трубопровод поделен на морские и сухопутные участки. Морской участок проходит по дну Черного моря и соединяет Российскую Федерацию, Турцию, Болгарию. Длина участка составляет 930 км. Сухопутный участок проходит по территории Сербии, Болгарии, Венгрии, Италии, Словении.

«Газпром» заявил, что в 2017 году будет повышена цена на газ для Европы на 8-14%. Российские аналитики утверждают, что объем поставок в этом году будет больше чем в 2016 году. Доход газовой монополии РФ в 2017 году может вырасти на 34,2 млрд. долларов.

Газопроводы России: схемы импорта

Страны ближнего зарубежья, которым Россия поставляет газ, включают в себя:

Украину (объем продаж составляет14,5 млрд куб. м.).
Беларусь (19,6).
Казахстан (5,1).
Молдову (2,8).
Литву (2,5).
Армению (1,8).
Латвию (1).
Эстонию (0,4).
Грузию (0,3).
Южную Осетию (0,02).

Среди стран дальнего зарубежья российским газом пользуются:

Германия (объем поставок составляет 40,3 млрд куб. м.).
Турция (27,3).
Италия (21,7).
Польша (9,1).
Великобритания (15,5).
Чехия (0,8) и другие.

Поставка газа в Украину

В декабре 2013 года «Газпром» и «Нафтогаз» подписали дополнение к контракту. В документе была указана новая «скидочная» цена, на треть меньше прописанной в контракте. Договор вступил в силу 1 января 2014 года, и должен продлеваться каждые три месяца. Из-за долгов за газ «Газпром» отменил скидку в апреле 2014 года, и уже с 1 апреля цена выросла, составив 500 долларов за тыс. кубометров (стоимость со скидкой составляла 268,5 долларов за тыс. кубов).

Планируемые к возведению газопроводы в России

Карта газопроводов России на стадии разработки включает в себя пять участков. Не реализован проект «Южного потока» между Анапой и Болгарией, строится «Алтай» - это газопровод между Сибирью и Западным Китаем. Прикаспийский газопровод, который будет поставлять природный газ с Каспийского моря, в перспективе должен проходить через территорию РФ, Туркменистан и Казахстан. Для поставок из Якутии в страны Азиатско-Тихоокеанского региона строится еще одна трасса - «Якутия-Хабаровск-Владивосток».

Еще в 2-3 веке до н.э. известны случаи использования природного газа в народном хозяйстве. Так, например, в древнем Китае газ использовался для освещения и получения тепла. Подача газа от месторождений до потребителей осуществлялась по бамбуковым трубам за счёт давления источника газа, т.е. «самотёком». Стыки труб конопатились паклей. Газопроводы в современном понимании этого слова стали широко появляться в начале 19 века и использовались для нужд освещения и отопления, а также для технологических нужд на производстве. В 1859 году в американском штате Пенсильвания был построен газопровод диаметром 5 см и длиной порядка 9 км, соединяющий месторождение и ближайший к нему город Тайтесвиль.

За полтора столетия потребность в использовании газа выросла в сотни раз, а вместе с ней увеличился диаметр и протяженность газопроводов.

Сегодня магистральные газопроводы – это трубопроводы, предназначенные для транспортирования природного газа из районов добычи к пунктам потребления. Через определённые интервалы на магистрали установлены газокомпрессорные станции, поддерживающие давление в трубопроводе. В конечном пункте магистрального газопровода расположены газораспределительные станции, на которых давление понижается до уровня, необходимого для снабжения потребителей.

В настоящее время с точки зрения эффективности максимальным диаметром газопровода считается 1420 мм.

Россия

На сегодняшний день Россия занимает первое место в мире по разведанным запасам газа (25% общемировых запасов), а российская газотранспортная система является крупнейшей в мире. Средняя дальность транспортировки газа на сегодняшний день составляет около 2,6 тыс. км при поставках для внутреннего потребления и примерно 3,3 тыс. км при поставках на экспорт. Протяженность магистральных газопроводов на территории России составляет 168,3 тыс. км. Такой длины вполне хватит, чтобы обогнуть Землю четыре раза.

Основная часть Единой системы газоснабжения России создана в 50-80-х годах 20 века и помимо системы газопроводов включает в себя 268 линейных компрессорных станций общей мощностью 42 тыс. МВт, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата, 25 подземных хранилищ.

Сегодня собственником российского сегмента ЕСГ является ОАО «Газпром».

15 сентября 1943 года был введен в эксплуатацию газопровод диаметром 300 мм Бугуруслан - Похвистнево - Куйбышев протяженностью 165 км и мощностью 220 млн кубометров в год. В этот день первый газ поступил на Безымянскую ТЭЦ и промышленные предприятия Куйбышева. Именно с этого газопровода начинается история развития газотранспортной системы нашей страны.

Сегодня крупнейшими магистральными газопроводами России являются:

Газопровод «Уренгой - Помары - Ужгород» — магистральный экспортный газопровод, построенный СССР в 1983 году для поставки природного газа с месторождений севера Западной Сибири потребителям в странах Центральной и Западной Европы. Пропускная способность - 32 млрд м³ природного газа в год (проектная). Фактическая пропускная способность - 28 млрд м³ в год. Диаметр трубопровода - 1420 мм. Общая длина газопровода – 4451 км. Проект экспортного трубопровода был предложен в 1978 году от месторождений Ямбурга, но позже был изменён на трубопровод от Уренгойского месторождения, которое уже эксплуатировалось.

Газопровод «Союз» — экспортный магистральный газопровод. Диаметр газопровода - 1420 мм, проектное давление - 7,5 МПа (75 атмосфер), пропускная способность - 26 млрд м³ газа в год. Основной источник газа для магистрали - Оренбургское газоконденсатное месторождение. Газопровод «Союз» принят в экплуатацию 11 ноября 1980 года. Газопровод «Союз» проходит через территорию России, Казахстана и Украины по маршруту: Оренбург - Уральск - Александров Гай - ГИС «Сохрановка» (граница России и Украины) - Кременчуг - Долина - Ужгород. Общая протяжённость газопровода - 2750 км, в том числе 300 км по территории Казахстана и 1568 км по территории Украины.

Газопровод «Ямал - Европа» - транснациональный магистральный экспортный газопровод, введённый в действие в 1999 году. Соединяет газовые месторождения севера Западной Сибири с потребителями в Европе. Газопровод стал дополнительным экспортным коридором, повысившим гибкость и надёжность поставок российского газа в Западную Европу (через газотранспортные системы YAGAL-Nord и STEGAL - MIDAL - ПХГ «Реден»).

Берет свое начало в газотранспортном узле в г. Торжок (Тверская область). Проходит по территории России (402 км), Белоруссии (575 км), Польши (683 км) и Германии. Конечная западная точка магистрального газопровода «Ямал-Европа» - компрессорная станция «Мальнов» (в районе г. Франкфурт-на-Одере) вблизи немецко-польской границы. Общая протяжённость газопровода превышает 2000 км, диаметр - 1420 мм. Проектная мощность - 32,9 млрд м³ газа в год. Количество компрессорных станций на газопроводе - 14 (3 - в России, 5 - в Белоруссии, 5 - в Польше и одна - в Германии).

«Северный поток» — магистральный газопровод между Россией и Германией, проходящий по дну Балтийского моря. Газопровод «Северный поток» - самый длинный подводный маршрут экспорта газа в мире, его протяжённость - 1224 км. Владелец и оператор - компания Nord Stream AG. Диаметр трубы (внешний) - 1220 мм. Рабочее давление - 22 МПа.

В проекте участвуют Россия, Германия, Нидерланды и Франция; против его реализации выступали страны-транзитёры российского газа и страны Прибалтики. Цели проекта - увеличение поставок газа на европейский рынок и снижение зависимости от транзитных стран.

Прокладка трубопровода начата в апреле 2010 года. В сентябре 2011 года начато заполнение технологическим газом первой из двух ниток.

8 ноября 2011 года начались поставки газа по первой нитке газопровода. 18 апреля 2012 года была закончена вторая нитка. 8 октября 2012 года начались поставки газа по двум ниткам газопровода в коммерческом режиме.

Европа

Один из самых длинных в мире подводных газопроводов проложен между Норвегией и Великобританией по дну Северного моря. Магистральный газопровод «Лангелед» соединяет норвежское газовое месторождение Ормен Ланге с британским терминалом Исингтоном. Его протяженность составляет 1200 км. Строительство началось в 2004 году, официальное открытие прошло в октябре 2007 года в Лондоне.

Ближний Восток

Газопровод «Иран – Турция» , протяженностью 2577 км проложен из Табриза через Эрзурум в Анкару. Изначально газопровод «Тебриз - Анкара» с пропускной способностью 14 млрд. м³ газа в год должен был стать частью трубопровода «Парс» , что позволило бы соединить европейских потребителей с крупным иранским газоносным месторождением «Южный Парс». Однако из-за санкций Иран не смог приступить к реализации данного проекта.

Азия

Китайский газопровод «Запад – Восток» , протяженностью 8704 км, соединяет базовые северо-западные ресурсы Таримского бассейна - месторождение Чанцин, запасы которого оцениваются в 750 миллиардов кубометров газа - с экономически развитым восточным побережьем Поднебесной. Газопровод включает в себя одну магистральную линию и 8 региональных ответвлений. Проектная мощность трубопровода — 30 млрд. м³ природного газа в год. Тысячи километров труб протянулись через 15 регионов провинциального уровня и проходят через различные природные зоны: плато, горы, пустыни и реки. Трубопровод «Запад-Восток» считается самым масштабным и наиболее сложным проектом в газовой отрасли, когда-либо реализованным в Китае. Цель проекта – развитие западных регионов Китая.

Газопровод «Средняя Азия – Центр» , протяженностью 5000 км соединяет газовые месторождения Туркмении, Казахстана и Узбекистана с промышленно развитыми районами центральной России, стран СНГ и дальнего зарубежья. Первая очередь трубопровода была пущена в эксплуатацию еще в 1967 году. Впервые в истории мировой газовой промышленности были использованы трубы диаметром 1200–1400 мм. При строительстве были осуществлены подводные переходы магистрального газопровода через крупнейшие реки региона: Аму-Дарья, Волга, Урал, Ока. К 1985 году газопровод «Средняя Азия – Центр» превратился в многониточную систему магистральных газопроводов и газопроводов-отводов с ежегодной пропускной способностью 80 млрд. м³.

Газопровод «Туркмения - Китай» проходит по территории четырех стран (Туркмения, Узбекистан, Казахстан и Китай) и имеет протяженность 1833 км. Строительство трубопровода началось в 2007 году. Официальная церемония открытия газопровода состоялась 14 декабря 2009 года на месторождении Самандепе (Туркмения). Диаметр труб – 1067 мм. Проектная мощность газопровода - 40 млрд. м³ природного газа в год.

Северная Америка

Первый и самый длинный на сегодняшний день американский магистральный газопровод «Теннесси» , построен в 1944 г. Его длина составляет 3300 км, и он включает в себя пять ниток диаметром от 510 до 760 мм. Маршрут проходит от Мексиканского залива через штаты Арканзас, Кентукки, Теннеси, Огайо и Пенсильванию до Западной Вирджинии, Нью Джерси, Нью-Йорка и Новой Англии.

Американский газопровод высокого давления «Rockies Express» , протяженностью 2702 км, проложил свой маршрут от Скалистых гор (штат Колорадо) до Огайо. Последняя нитка газопровода была запущена 12 ноября 2009 г. Диаметр 910 – 1070 мм и состоит из трех ниток, которые идут по территории восьми штатов. Пропускная способность магистрали - 37 млрд. м³ газа в год.

Южная Америка

Газопровод «Боливия-Бразилия» является самым длинным трубопроводом природного газа в Южной Америке. 3150-километровый трубопровод соединяет газовые месторождения Боливии с юго-восточными регионами Бразилии. Строился в два этапа, первая ветка длиной 1418 км начала работу в 1999 г., вторая ветка длиной 1165 км начала работу в 2000 г. Диаметр газопровода 410 – 810 мм. Пропускная способность магистрали - 11 млрд. м³ газа в год.

Африка

Магистральный газопровод «ТрансМед» , протяженностью 2475 км, проложил свой маршрут из Алжира через Тунис и Сицилию в Италию, далее расширение трубопровода осуществляет поставки алжирского газа в Словению. Диаметр наземной части 1070-1220 мм. Текущая мощность трубопровода составляет 30.2 миллиарда кубических метров природного газа в год. Первая очередь газопровода была построена в 1978-1983 годах, вторая очередь введена в эксплуатацию в 1994 году. Газопровод включает в себя следующие участки: алжирский (550 км), тунисский (370 км), подводный переход от африканского побережья на остров Сицилия (96 км), сухопутный сицилийский участок (340 км), подводный переход от острова Сицилия до материковой Италии (15 км), сухопутный участок по территории Италии с отделением в Словению (1055 км).

Магистральный газопровод «Магриб-Европа» связывает гигантское газоконденсатное месторождение Хасси-Рмель в Алжире — через территорию Марокко — с ГТС Испании и Португалии. От испанского города Кордова, область Андалусия газопровод через область Эстремадура идет в Португалию. Основные поставки природного газа по газопроводу поступают в Испанию и Португалию, значительно меньшие — в Марокко. Строительство началось 11 октября 1994 года. 9 декабря 1996 года начал свою работу испанский участок. Португальский участок был открыт 27 февраля 1997 года. Общая длина газопровода составляет 1620 километров и состоит из следующих участков: алжирский (515 км), марокканский (522 км), и андалузский (269 км) участки диаметром 1220 мм, подводный участок (45 км) диаметром 560 мм, а также португальский участок (269 км), проходящий через испанскую автономную область Эстремадура (270 км) диаметром 28 и 32 дюйма.

Австралия

Магистральный газопровод «Дампьер-Банбери» , введеный в эксплуатацию в 1984 году, является самым длинным трубопроводом природного газа в Австралии. Протяженность газопровода, диаметр которого 660 мм, составляет 1530 км. Берет свое начало на полуострове Берруп и поставляет газ потребителям юго-западной части Австралии.

Единая система газоснабжения. Её основные показатели и элементы. Перспективы развития.

Добываемый в России природный газ поступает в магистральные газопроводы, объединенные в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России.

ЕСГ является крупнейшей в мире системой транспортировки газа и представляет собой уникальный технологический комплекс, включающий в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа. ЕСГ обеспечивает непрерывный цикл поставки газа от скважины до конечного потребителя.

В состав ЕСГ входит свыше 160 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, 215 линейных компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов в 42 тыс. МВт, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата, более 25 объектов подземного хранения газа.

Благодаря централизованному управлению, большой разветвленности и наличию параллельных маршрутов транспортировки ЕСГ обладает существенным запасом надежности и способна обеспечивать бесперебойные поставки газа даже при пиковых сезонных нагрузках.

Единая система газоснабжения России принадлежит «Газпрому».

По официальной информации Министерства энергетики, было добыто в период с января по май 2014 года 285 млрд 173,1 млн куб. м природного газа . Для поставок газа на внутренний рынок и выполнения экспортных обязательств «Газпромом» реализуются проекты строительства газотранспортных мощностей.

Приоритетные проекты в России:

«Бованенково - Ухта» . Система магистральных газопроводов предназначена для транспортировки газа с месторождений полуострова Ямал. В 2012 г. первая нитка, протяженностью более 1240 км, введена в эксплуатацию.
«Ухта - Торжок». Проект является частью нового коридора для транспортировки ямальского газа и предусматривает строительство системы магистральных газопроводов протяженностью более 1300 км. В 2012 г. завершено строительство первой нитки газопровода на участке «Ухта - Грязовец» (972 км).
«Сахалин-Хабаровск-Владивосток». Газотранспортная система является одним из приоритетных проектов Восточной газовой программы. Общая протяженность - свыше 1800 км. В сентябре 2011 г. введен в эксплуатацию первый пусковой комплекс протяженностью 1350 км, что позволило начать поставки газа в Приморский край. С пуском этой газотранспортной системы дан старт масштабной газификации регионов Дальнего Востока, созданы условия для поставок газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

· «Починки - Грязовец» . Газопровод обеспечивает возможность подачи дополнительных объемов газа в Грязовецкий газотранспортный узел и маневрирование потоками газа после ввода месторождений полуострова Ямал. К концу 2011 г. введены в эксплуатацию линейная часть газопровода протяженностью около 645 км и три компрессорные станции.

· «Грязовец - Выборг». Газопровод необходим для подачи газа в «Северный поток», а также для обеспечения транспортировки дополнительных объемов газа потребителям Северо-Запада России. В 2011 г. завершено строительство линейной части газопровода (более 900 км) и цехов на пяти компрессорных станциях, сейчас ведется сооружение системы лупингов - участок трубопровода, прокладываемый параллельно основному трубопроводу; подключается для увеличения пропускной способности последнего. Ha участке трубопровода c лупингом расход транспортируемого продукта в основном трубопроводе уменьшается, следовательно, сокращается общая потеря напора на преодоление гидравлического сопротивления. Поэтому при неизменной величине напора пропускная способность трубопровода в целом увеличивается тем значительнее, чем больше площадь поперечного сечения лупинга (общая протяженность около 700 км) и оставшихся компрессорных мощностей.

· «Джубга - Лазаревское - Сочи». Газопровод позволяет обеспечить надежное и бесперебойное газоснабжение г. Сочи, а также курортной зоны побережья Черного моря, активно развивать газификацию г. Сочи и Туапсинского района Краснодарского края, повысить качество жизни населения и придать мощный импульс развитию курортного бизнеса региона, в частности, полностью перевести здравницы Черного моря на круглогодичный режим работы. Протяженность газопровода составляет 171,6 км, из которых 90% - морская часть. Введен в эксплуатацию в июне 2011 г.

Приоритетные зарубежные проекты:

«Северный поток». Проходя через акваторию Балтийского моря газопровод напрямую соединяет газотранспортные системы России и Европы. Протяженность «Северного потока» составляет 1224 км. В ноябре 2011 г. была введена в эксплуатацию первая нитка газопровода. В апреле 2012 досрочно была уложена вторая нитка газопровода. В конце мая на первой нитке «Северного потока» успешно завершились испытания под полной загрузкой (75 млн куб. м газа в сутки), что соответствует проектной мощности 27,5 млрд куб. м в год.
«Южный поток». Проект строительства газопровода через акваторию Черного моря в страны Южной и Центральной Европы в целях диверсификации маршрутов экспортных поставок природного газа. Общая протяженность черноморского участка составит около 900 километров. В сентябре 2011 г. состоялось подписание Соглашения акционеров компании SouthStreamTransport AG для реализации морского участка проекта. В октябре 2011 г. завершена разработка сводного технико-экономического обоснования «Южного потока», объединившего ТЭО морского участка, а также ТЭО строительства национальных участков газопровода по территории стран Южной и Центральной Европы. В декабре 2011 г. получено разрешение на строительство газопровода «Южный поток» через исключительную экономическую зону Турции. Утвержден подробный план мероприятий, позволяющий перейти на стадию строительства газопровода в конце 2012 г. В апреле 2012 г. было завершено вхождение иностранных партнеров ОАО «Газпром» в проектную компанию SouthStreamTransport AG.

Перспективные проекты:

«Южный коридор». Система газопроводов позволит направить в регионы центральной и южной части России дополнительные объемы газа, а также обеспечить бесперебойную подачу газа в магистральный газопровод «Южный поток». В рамках проекта предполагается сооружение около 2500 км магистральных газопроводов и 10 компрессорных станций. Проект планируется осуществить до декабря 2019 г. в два этапа: западный участок (более 800 км) и восточный участок (более 1600 км).

«Алтай». Проект предусматривает создание нового газопровода от уже существующего транспортного коридора до западного участка российско-китайской границы для поставок российского газа в Китай по западному маршруту. 21 мая 2014 года Российский газовый холдинг «Газпром» и государственная нефтегазовая компания Китая CNPC подписали договор купли-продажи природного газа с поставкой по восточному маршруту. Поставки топлива в Китай начнутся через 4–6 лет.

При выборе трассы изучаются геологические, климатические, гидрологические и сейсмические условия района прокладки. Большую помощь оказывает применение аэрофотосъемки. По имеющимся данным намечаются несколько вариантов прохождения трассы, число которых сильно возрастает с увеличением протяженности трубопровода и узловых точек (мест отборов или подкачек нефти, заданных промежуточных пунктов и т. п.). Для выбора оптимального варианта трассы в настоящее время широко используется ЭВМ. В качестве критерия оптимальности наиболее признанными являются экономические: приведенные затраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы. В качестве дополнительных критериев могут быть приняты минимальные металлозатраты, время строительства и вероятность его завершения в заданные сроки.

Основными параметрами для технологического расчета являются:

§ Расчетная температура

n – число участков.

§ Плотность нефти определяется на основании лабораторных анализов либо из справочных данных. Расчетная плотность при температуре Т=Т Р определяется по формуле

x=1,825 – 0,001315×r 293 ;

формула Вальтера (ASTM):

формула Филонова-Рейнольдса:

Основные формулы для гидравлического расчета газопровода. Исходные данные для гидравлического расчета газопровода.

Исходные данные для технологического расчета нефтепровода.

Проектирование нефтепровода выполняется на основании проектного задания, в котором указываются:

§ начальный и конечный пункт трубопровода;

§ потребность в перекачке нефти (на перспективу);

§ пропускная способность в целом по системе и по участкам;

§ размещение пунктов путевых сбросов (подкачек) нефти;

§ сроки ввода в эксплуатацию нефтепровода по очередям строительства.

Трасса магистрального нефтепровода должна быть максимально приближена к геодезической прямой, однако, как правило, на практике это не представляется возможным. Трасса трубопровода не должна пересекать крупные населенные пункты, заповедники, объекты горных выработок. Нецелесообразно прокладывать трубопровод через озера, по болотам, вдоль русел рек, если их можно обойти при незначительном удлинении трассы.

При выборе трассы изучаются геологические, климатические, гидрологические и сейсмические условия района прокладки. Большую помощь оказывает применение аэрофотосъемки. По имеющимся данным намечаются несколько вариантов прохождения трассы, число которых сильно возрастает с увеличением протяженности трубопровода и узловых точек (мест отборов или подкачек нефти, заданных промежуточных пунктов и т. п.). Для выбора оптимального варианта трассы в настоящее время широко используется ЭВМ. В качестве критерия оптимальности наиболее признанными являются экономические: приведенные затраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы. В качестве дополнительных критериев могут быть приняты минимальные металлозатраты, время строительства и вероятность его завершения в заданные сроки.

На основании топографических изысканий выбранной трассы нефтепровода строится сжатый продольный профиль, представляющий собой разрез земной поверхности вертикальной плоскостью, проходящей через ось трассы. Чертеж профиля выполняется в двух масштабах – вертикальном и горизонтальном – которые отличаются по величине. По чертежу профиля трассы определяют необходимые для гидравлического расчета расчетную длину нефтепровода, разность геодезических (нивелирных) отметок. По сжатому профилю трассы выполняют расстановку перекачивающих станций.

Основными параметрами для технологического расчета являются:

§ Расчетная температура транспортируемой нефти, принимаемая равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расчетную температуру нефти принимать равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода. Для трубопровода большой протяженности трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями. В этом случае можно записать

где L – полная протяженность нефтепровода;

l i – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой T i ;

n – число участков.

§ Плотность нефти определяются на основании лабораторных анализов либо из справочных данных. Расчетная плотность при температуре Т=Т Р определяется по формуле

где x – температурная поправка, кг/(м 3 ∙К),

x=1,825 – 0,001315×r 293 ;

r 293 – плотность нефти при 293К, кг/м 3 .

§ Расчетная кинематическая вязкость нефти определяется при расчетной температуре по вязкостно-температурной кривой, либо по одной из следующих зависимостей:

формула Вальтера (ASTM)

где n Т – кинематическая вязкость нефти, мм 2 /с;

А и В – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости n 1 и n 2 при двух температурах Т 1 и Т 2

формула Филонова-Рейнольдса

где u – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К

§ Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода N Р определяется с учетом затрат времени на техническое обслуживание, ремонт и ликвидацию повреждений. Оно зависит от условий прокладки трубопровода, его протяженности и диаметра (табл. 1.3).

Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов

В числителе указаны значения N Р для нормальных условий прокладки, в знаменателе – при прохождении нефтепроводов в сложных условиях (заболоченные и горные участки, доля которых в общей протяженности трассы составляет не менее 30%).

§ Механические (прочностные) свойства трубной стали , необходимые для определения толщины стенки нефтепровода.

§ Укрупненные технико-экономические показатели : стоимость линейной части и оборудования ПС, стоимость электроэнергии, отчисления на амортизацию, текущий ремонт и собственные нужды, заработная плата персонала и т. д.

Подготовка нефти и газа к транспорту.

Нефть

На начальном этапе разработки нефтяных месторождений, как правило, добыча нефти происходит из фонтанирующих скважин практически без примеси воды. Однако на каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью поступает вода сначала в малых, а затем все в больших количествах. Примерно две трети всей нефти добывается в обводненном состоянии. Пластовые воды, поступающие из скважин различных месторождений, могут значительно отличаться по химическому и бактериологическому составу. При извлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия, которую следует рассматривать как механическую смесь двух нерастворимых жидкостей, одна из которых распределяется в объеме другой в виде капель различных размеров. Наличие воды в нефти приводит к удорожанию транспорта в связи с возрастающими объемами транспортируемой жидкости и увеличением ее вязкости.

Присутствие агрессивных водных растворов минеральных солей приводит к быстрому износу как нефтеперекачивающего, так и нефтеперерабатывающего оборудования. Наличие в нефти даже 0,1% воды приводит к интенсивному вспениванию ее в ректификационных колоннах нефтеперерабатывающих заводов, что нарушает технологические режимы переработки и, кроме того, загрязняет конденсационную аппаратуру.

Легкие фракции нефти (углеводородные газы от этана до пентана) являются ценным сырьем химической промышленности, из которого получаются такие продукты, как растворители, жидкие моторные топлива, спирты, синтетический каучук, удобрения, искусственное волокно и другие продукты органического синтеза, широко применяемые в промышленности. Поэтому необходимо стремиться к снижению потерь легких фракций из нефти и к сохранению всех углеводородов, извлекаемых из нефтеносного горизонта для последующей их переработки.

Современные комплексные нефтехимические комбинаты выпускают как различные высококачественные масла и топлива, так и новые виды химической продукции. Качество вырабатываемой продукции во многом зависит от качества исходного сырья, т. е. нефти. Если в прошлом на технологические установки нефтеперерабатывающих заводов шла нефть с содержанием минеральных солей 100--500 мг/л, то в настоящее время требуется нефть с более глубоким обессоливанием, а зачастую перед переработкой нефти приходится полностью удалять из нее соли.

Наличие в нефти механических примесей (породы пласта) вызывает абразивный износ трубопроводов, нефтеперекачивающего оборудования, затрудняет переработку нефти, образует отложения в холодильниках, печах и теплообменниках, что приводит к уменьшению коэффициента теплопередачи и быстрому выходу их из строя. Механические примеси способствуют образованию трудноразделимых эмульсий.

Присутствие минеральных солей в виде кристаллов в нефти и раствора в воде приводит к усиленной коррозии металла оборудования и трубопроводов, увеличивает устойчивость эмульсии, затрудняет переработку нефти. Количество минеральных солей, растворенных в воде, отнесенное к единице ее объема, называется общей минерализацией.

При соответствующих условиях часть хлористого магния (MgCl) и хлористого кальция (CaCl), находящихся в пластовой воде, гидролизуется с образованием соляной кислоты. В результате разложения сернистых соединений при переработке нефти образуется сероводород, который в присутствии воды вызывает усиленную коррозию металла. Хлористый водород в растворе воды также разъедает металл. Особенно интенсивно идет коррозия при наличии в воде сероводорода и соляной кислоты. Требования к качеству нефти в некоторых случаях довольно жесткие: содержание солей не более 40 мг/л при наличии воды до 0,1%.

Эти и другие причины указывают на необходимость подготовки нефти к транспорту. Собственно подготовка нефти включает: обезвоживание и обессоливание нефти и полное или частичное ее разгазирование.

Hаличие в газе воды, жидких углеводородов, агрессивных и механических примесей снижает пропускную способность газопроводов, повышает расход ингибиторов, усиливает коррозию оборудования, приводит к необходимости увеличения мощности газокомпрессорных станций, снижает надёжность работы технологических систем, увеличивает вероятность аварийных ситуаций на газокомпрессорных станциях и линейной части газопроводов. Газ, поступающий из скважин, необходимо подготовить к транспортировке конечному пользователю - химический завод, котельная, ТЭЦ, городские газовые сети. Необходимость подготовки газа вызвана присутствием в нём, кроме целевых компонентов (целевыми для различных потребителей являются разные компоненты), также и примесей, вызывающих затруднения при транспортировке либо применении. Так, пары воды, содержащейся в газе, при определённых условиях могут образовывать гидраты или, конденсируясь, скапливаться в различных местах (например, изгиб трубопровода), мешая продвижению газа; сероводород вызывает сильную коррозию газового оборудования (трубы, ёмкости теплообменников и т. д.). Помимо подготовки самого газа, необходимо подготовить и трубопровод. Широкое применение здесь находят азотные установки, которые применяются для создания инертной среды в трубопроводе.

Газ подготавливают по различным схемам. Согласно одной из них, в непосредственной близости от месторождения сооружается установка комплексной подготовки газа (УКПГ), на которой производится очистка и осушка газа в абсорбционных колоннах. Такая схема реализована на Уренгойском месторождении.

Если газ содержит в большом количестве гелий либо сероводород, то газ обрабатывают на газоперерабатывающем заводе, где выделяют гелий и серу. Эта схема реализована, например, на Оренбургском месторождении.

Подготовка сырой нефти к транспорту; основные технологические процессы (осушка, очистка, обессоливание и т.п.).

ОБЕЗВОЖИВАНИЕ И ОБЕССОЛИВАНИЕ НЕФТИ , подготовка нефти к переработке путем удаления из нее воды, минер. солей и мех. примесей. При добыче нефти неизбежный ее спутник-пластовая вода (от < 1 до 80-90% по массе), к-рая, диспергируясь в нефти, образует с ней эмульсии типа "вода в нефти" (дисперсионная фаза-нефть, дисперсная - вода). Их формированию и стабилизации способствуют присутствующие в нефти прир. эмульгаторы (асфальтены, нафтены, смолы) и диспергир. мех. примеси (частицы глины, песка, известняка, металлов). Пластовая вода, как правило, в значит. степени минерализована хлоридами Na, Mg и Са (до 2500 мг/л солей даже при наличии в нефти всего 1% воды), а также сульфатами и гидрокарбонатами и содержит мех. примеси.

Наличие в нефти указанных в-в и мех. примесей оказывает вредное влияние на работу оборудования нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ): 1) при большом содержании воды повышается давление в аппаратуре установок перегонки нефти, снижается их производительность, возрастает расход энергии; 2) отложение солей в трубах печей и теплообменников требует их частой очистки, уменьшает коэф. теплопередачи, вызывает сильную коррозию (хлориды Са и Mg гидролизуются с образованием НСl); кроме того, соли и мех. примеси, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах - мазуте и гудроне, ухудшают их качество.

О б е з в о ж и в а н и е нефти проводят путем разрушения (расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмуль-гаторов-разл. ПАВ, к-рые, адсорбируясь на границе раздела фаз, способствуют разрушению капель (глобул) диспергированной в нефти воды. Однако даже при глубоком обезвоживании нефти до содержания пластовой воды 0,1-0,3% (что технологически затруднительно) из-за ее высокой минерализации остаточное содержание хлоридов довольно велико: 100-300 мг/л (в пересчете на NaCl), а при наличии в нефти кристаллич. солей-еще выше. Поэтому одного только обезвоживания для подготовки к переработке нефтей большинства месторождений недостаточно. Оставшиеся в нефти соли и воду удаляют с помощью принципиально мало отличающейся от обезвоживания операции, наз. о б е с с о л и-в а н и е м. Последнее заключается в смешении нефти со свежей пресной водой, разрушении образовавшейся эмульсии и послед. отделении от нефти промывной воды с перешедшими в нее солями и мех. примесями.

Первичную подготовку нефти осуществляют на нефтепромыслах обычно термохим. обезвоживанием в присут. деэмульгатора при 50-80° С и атм. давлении или при 120-160 °С и давлении до 1,5 МПа. После такой обработки нефть содержит, как правило, до 1800 мг/л хлоридов, до 0,5-1,0 и 0,05% по массе соотв. воды и мех. примесей.

В соответствии с требованиями нефтеперерабатывающей пром-сти нефть, направляемая на первичную перегонку, должна содержать не более 3 мг/л солей, 0,2 и 0,005% по массе воды и мех. примесей (в связи с тенденцией углубления переработки нефти эти показатели м. б. ужесточены). Дополнит. очистку на НПЗ нефти, поступающей с нефтепромыслов, проводят электротермохим. методом, сочетающим термохим. отстаивание с электрич. обработкой водно-нефтяной эмульсии. Разрушение ее основано на том, что при попадании в перем. электрич. поле капли воды поляризуются и взаимод. между собой как крупные диполи. При достаточно близком расстоянии между каплями силы взаимод. настолько велики, что происходит сближение капель и их коалесценция. Кроме того, вероятность столкновения и слияния капель значительно возрастает из-за броуновского движения и синхронной вибрации их с электрич. полем. Установки для удаления из нефти примесей этим методом наз. электрообессоливающими (ЭЛОУ) и, наряду с НПЗ, сооружаются иногда на нефтепромыслах; в последнем случае нефть кроме обезвоживания подвергается также обессоливанию.

ХАРАКТЕРИСТИКИ СЫРЬЯ И РАБОТЫ ЭЛЕКТРООБЕССОЛИВАЮЩИХ УСТАНОВОК

На НПЗ нефть очищают в неск. ступенях ЭЛОУ (обычно в двух, реже в одной или трех). Гл. элемент технол. схемы -электродегидратор, в к-ром водно-нефтяная эмульсия разрушается в электрич. поле напряженностью 1-3 кВ/см, создаваемом между двумя горизонтальными электродами, к-рые подвешены на изоляторах на середине высоты аппарата. Эмульсия вводится в меж- или подэлектродную зону либо одновременно в обе (в этом случае используют третий электрод). На ЭЛОУ эксплуатируются электродегидраторы трех типов: вертикальные (объем 30 м 3) на отдельных малотоннажных установках мощностью 0,6-1,2 млн. т/год обессоленной нефти; шаровые (600 м 3) на установках мощностью 2-3 млн. т/год, совмещенных, как правило, с атм. либо атм.-вакуумными установками (AT или АВТ; см. Дистилляция нефти); горизонтальные в крупнотоннажных блоках (6-9 млн. т/год), встроенных в AT и АВТ.

Очистка нефти в двухступенчатых ЭЛОУ осуществляется след. образом (см. рис.). На 1-й ступени сырая нефть подается насосом 13 через теплообменник 10, где она нагревается, в смеситель 8, в к-ром смешивается с промывной водой и деэмульгатором; в электродегидраторе 1 образовавшаяся водно-нефтяная эмульсия разделяется на две фазы. Обезвоженная и частично обессоленная нефть поступает во 2-ю ступень; сначала в смеситель 8", а затем в виде эмульсии с водой-на окончат. очистку в электродегидратор Г; обезвоженная и обессоленная нефть направляется на дистилляц. установку. Пресная промывная вода насосом 15 подается в теплообменник 10", подогревается до 60-70 °С и смешивается с нефтью перед смесителем 8". Отстоявшаяся в электродегидраторе 1" дренажная вода с помощью клапана 9" поступает в емкость 12, откуда насосом 14" направляется для смешения с нефтью перед 1-й и частично перед 2-й ступенями. Дренажная вода, отстоявшаяся в электродегидраторе 1, через клапан 9 подается в отстойник И, из к-рого после отстаивания и отделения от эмульгир. нефти частично отводится в канализацию, а частично используется для промывки нефти в 1-й ступени. Нефть, отстоявшаяся в емкости 11, смешивается с сырой нефтью на приеме сырьевого насоса 13. В схеме предусмотрены две возможные точки ввода промывной воды в нефть перед 1-й ступенью: на приеме насоса 13 и после насоса 10 перед смесителем 8.

Принципиальная схема электрообессоливающей установки (позиции со штрихом - оборудование 2-й ступени): 1, 1"-электродегидраторы; 2-подвесные изоляторы; 3, 3"-высоковольтные трансформаторы; 4, 7-коллекторы обессоленной нефти и дренажной воды; 5-электроды; 6 - распредели гель ввода сырья; 8, 8"- смесители; 9, 9"-клапаны автоматич. отвода дренажной воды; 10, 10"-теплообменники; 11, 12-отстойник и промежут. емкость дренажной воды; 13, 15-насосы сырья и пресной воды; 14, 14"- насосы дренажной воды.

Осн. параметры процесса приведены в таблице. Применяемые на ЭЛОУ деэмульгаторы (преим. неионогенные, напр. блоксополимеры пропилен- и этиленоксидов с про-пиленгликолем) подают в нефть в виде 1-2%-ных водных р-ров перед 1-й ступенью или раздельно по ступеням либо без разбавления (нефтерастворимые) только перед 1-й ступенью. При обессоливании ряда нефтей (напр., прикам-ских или арланских) наряду с деэмульгатором используют щелочь в кол-ве, необходимом до доведения рН дренажной воды до 7. Глубокое обессоливание нефти обеспечивается добавлением в каждой ступени 4-10% по объему промывной воды. На мн. ЭЛОУ сокращение расхода пресной воды достигают ее подачей только на последнюю ступень и повторным использованием отстоявшейся воды: со ступени на ступень и внутри их. Полнота вымывания солей из нефти в значит. мере зависит от степени ее смешения с промывной водой и деэмульгатором. Применительно к технол. режиму обессоливания каждой нефти существуют оптим. условия смешения, регулируемого перепадом давления (от 0,05 до 0,2 МПа) на смесит. устройстве.

Подготовка газа к транспорту; основные технологические процессы (сепарация, очистка от мех. примесей, осушка, одорирование и т.п.).

Очистку газов от механических примесей осуществляют для предотвращения загрязнений и эрозии линейной части газопроводов и оборудования КС, ГРС. Аппараты по очистке газа устанавливают на входе в КС и ГРС, они имеют различные конструкции и работают по принципу сухого и мокрого фильтров. Масляный пылеуловитель: (+) высокая степень очистки (95-98%), (-) вынос масла, большая металлоемкость.

К механическим примесям относятся частицы породы, выносимые газовым потоком из скважины, строительный шлак, оставшийся после окончания строительства промысловых газосборных сетей и магистральных трубопроводов, продукты коррозии и эрозии внутренних поверхностей и жидкие включения конденсата и воды. иПо принципу работы аппараты для очистки газа от механических примесей подразделяются на:

* работающие по принципу «сухого» отделения пыли. В таких аппаратах отделение пыли происходит в основном с использованием сил гравитации и инерции. К ним относятся циклонные пылеуловители, гравитационные сепараторы, различные фильтры;

* работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли. В этом случае удаляемая из газа взвесь смачивается промывочной жидкостью, которая отделяется от газового потока, выводится из аппарата для регенерации и очистки и затем возвращается в аппарат. К ним относятся масляные пылеуловители, шаровые скрубберы и т.д.;

* использующие принцип электроосаждения. Данные аппараты почти не применяются для очистки природного газа.

Наиболее широко используются аппараты «мокрого» и «сухого» пылеулавливания. Очистка газа по пути следования его от месторождения до потребителя производится в несколько ступеней. Для ограничения выноса из месторождения породы призабойную зону оборудуют фильтром.

Вторую ступень очистки газ проходит на промысле в наземных сепараторах, в которых сепарируется жидкость (вода и конденсат) и газ очищается от частиц породы и пыли. Промысловые очистные аппараты работают, используя свойства выпадения взвеси под действием силы тяжести при уменьшении скорости потока газа или используя действие центробежных сил при специальной закрутке потока.

Третья ступень очистки газа происходит на линейной части газопровода и компрессорных станциях. На линейной части устанавливают конденсатосборники, так как в результате несовершенной сепарации на промысле газ всегда имеет жидкую фазу. Наибольшее распространение получили конденсатосборники типа «расширительная камера». Принцип их работы основан на выпадении из потока газа капелек жидкости под действием силы тяжести из-за снижения скорости газа при увеличении диаметра трубопровода.